Reservorios de Gas y Condensado

Para realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entre otras cosas, identificar el tipo de fluido que se encuentra en el reservorio y determinar el comportamiento termodinámico de este fluido. Aunque la clasificación teórica requiera del conocimiento del comportamiento termodinámico del fluido (diagrama P-T), las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie, los yacimientos suelen usualmente

Diagrama de fases para un reservorios de gas y condensado
DIAGRAMA DE FASE DE GAS Y CONDENSADO

clasificarse en función de propiedades observables durante la operación. Para la clasificación de la naturaleza del reservorio, se utilizan criterios que incluyen la relación gas petróleo y densidad del líquido de tanque.

Según estas clasificaciones, se consideran reservorios de gas y condensado a aquellos que al comienzo de su explotación poseen una relación gas petróleo entre 550 y 27.000 m3/m3 y una densidad de líquido de tanque entre 40 y 60 ºAPI. Sin embargo, para determinar el comportamiento termodinámico real, se debe realizar un estudio PVT sobre una muestra representativa del fluido de reservorio. En los yacimientos de gas y condensado resulta adecuado obtener esta muestra en superficie bajo ciertas condiciones recomendadas para garantizar su representatividad.

Estudios PVT para identificar Reservorios de Gas y Condensado

El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observación del fenómeno de condensación retrógrada. En la práctica, durante la determinación de la presión de rocío a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones:

  • La presión de rocío resulta inferior a la presión estática del reservorio. En esta condición y habiéndose seguido un adecuado procedimiento de muestreo, se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterización del comportamiento termodinámico del fluido de reservorio a través de la realización de un ensayo de Depletación a Volumen Constante (CVD) a temperatura de reservorio.
  • Si la presion estatica del reservorio es inferior a la presion de rocio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases móviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifásico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que la proporción en que ambas fases que fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturación de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas.
  • La última alternativa es que la presión de rocío resulte igual a la presión estática del reservorio (dentro de las incertezas experimentales). Esta condición resulta ser la más común y la interpretación habitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una única fase en condición de saturación (reservorio de Gas y Condensado Saturado).

En estas condiciones (líquido inmóvil disperso en el medio poroso) no es posible obtener una muestra representativa del fluido mediante el procedimiento habitual de muestreo pues al pozo sólo fluye una de las dos fases hidrocarbonadas presentes en el reservorio.

Esta interpretación toma mayor relevancia en los casos en que existe evidencia de la presencia de un halo o cinturón de petróleo. Este halo de petróleo estaría confirmando la presencia de líquido en el reservorio como resultado de tres posibles orígenes:

  1. El petróleo se acumuló inicialmente en la trampa y el gas lo desplazó de la misma en una migración posterior.
  2. El petróleo es el resultado de una condensación de líquido a escala de reservorio (despresurización y/o disminución de temperatura en tiempos geológicos).
  3. El petróleo corresponde a una migración posterior a la del gas y por lo tanto nunca ocupó completamente la trampa.

 En los dos primeros casos (desplazamiento del petróleo con gas o escurrimiento del petróleo hasta formar una fase móvil) es de esperar la presencia de líquido disperso (residual) en todo el medio poroso. En el tercer caso sólo se espera petróleo disperso como resultado de la zona de transición capilar y por lo tanto su efecto sobre la acumulación de gas depende de las características del reservorio (estructura, interacción roca-fluidos).

El punto que debe resaltarse es que en los casos de coexistencia de gas con líquido disperso, el estudio PVT puede no describir adecuadamente el comportamiento futuro del reservorio.

DIAGRAMA DE FASE DE UN GAS POBRE

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